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2017年1月,国家能源局发布了《2016年风电并网运行情况》,全年“弃风”电量497亿千瓦时,超过三峡全年发电量的一半,全国平均“弃风”率达到17%,甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%,今年一季度全国“弃风”电量135亿千瓦时,全国平均“弃风”率16%,业内震惊,业外惊诧。其实严重“弃风”并非偶发事件,2011年全国“弃风”电量就已达到123亿千瓦时,“弃风”率约为16%,此后愈演愈烈,“弃风”成为能源和电力行业的心腹之疾。7年间,全国累计“弃风”电量达到1500亿千瓦时,直接经济损失800亿元以上。国外虽然也偶有“弃风”,但如此大面积、长时间的严重“弃风”,却只唯我独此一家。
《中华人民共和国可再生能源法(修正案)》明确提出“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”,自2010年4月1日施行至今已7年,这期间我们并非没有努力,各方对“弃风”问题密集调研,诸多机构发布研究报告,解决“弃风”问题的建议屡见于两会提案之中,能源主管部门每年都出台相关政策文件。但很遗憾,这些调研、报告、建议和政策收效甚微。更让人难堪的是,“弃风”未平,“弃光”又起。2016年仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时,平均“弃光”率近20%,新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%,2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时,全国平均“弃光”率达到13%。我们不禁要问,“弃风弃光”缘何成为“不治之症”?症结究竟何在?新能源消纳难题该当如何破解?
“弃风弃光”根源在于体制机制
纵观各类研究报告和建议,“弃风弃光”原因分析主要集中在电源、电网、负荷等三个系统要素上。电源方面,目前风力和光伏装机主要集中在“三北”地区(东北、西北、华北),占全国的比重为77%和68%,且以大规模集中开发为主。“三北”地区电源结构以煤电为主,燃煤热电机组比重高达56%,采暖期供热机组“以热定电”运行,导致系统调峰能力严重不足,不能适应大规模风力和光伏发电消纳要求。
电网方面,“三北”地区大部分跨省跨区输电通道立足外送煤电,输电通道以及联网通道的调峰互济能力并未充分发挥,对风力和光伏发电跨省跨区消纳的实际作用十分有限。负荷方面,电力需求侧管理成效不明显,峰谷差进一步加大影响了风力和光伏发电的消纳。上述原因委实存在,但为何多年无法解决,产生了“抗药性”?进一步剖析内因不难发现,体制机制才是导致“弃风弃光”的根本原因。
长期以来,我国电力管理运行以执行“计划”为主。电厂、跨省跨区通道实行计划电量,调度部门通过具体运行安排实现计划目标即可。具体调度方式是充分“计划”的,通过提前安排电厂发电曲线、输电通道送电曲线等,实现系统安全稳定运行。即使是收益也是被“计划”的,各类电源上网电价通过成本加合理收益率确定,由电网企业统购统销。在严密的统一计划安排下,大家原本相安无事,各得其所。但是风力和光伏发电出现后,规矩变了,这俩新成员姿势不定,走位飘忽,何时能发电、能发多少电完全看天吃饭,无法被“计划”,并且这俩新成员还自带光环,优先级高人一等。这让当前按“计划”安排的运行机制感到极大不适应,所暴露出来的问题只是现有电力体制不适应不可计划“新物种”的外部反映。
当前我国北方地区饱受雾霾困扰,大力发展清洁能源已成社会共识,电力行业积极相应,为充分消纳风力和光伏发电铺路搭桥,例如:煤电、水电等常规电源按照自身设计能力随时接受统一调度,为风力和光伏发电让路;电网企业面临政府监管和社会舆论巨大压力,也已尽量减少“弃风弃光”电量;能源主管部门更是三令五申,为“弃风弃光”问题操碎了心。可以说,相关单位已尽了本分,但仍有很大潜力没有发挥出来,原因就是欠缺能够充分挖掘各方主观积极性的体制机制。比如对于煤电企业,近年来利用小时数不断走低,企业经营已十分困难,若实施灵活性改造,既需要增加投资、又有可能影响自身发电量,何苦要主动革自己的命?比如对于电网企业,收购风力和光伏发电的价格与煤电相同(不含补贴),若突破常规调度方式接收风力和光伏发电,安全风险有所增加,却没有额外收益,何来主观积极性?比如对于某些地方政府,省内煤电比省外风力和光伏发电价格更低,而且多用省内煤电还可增加当地财政收入,为何要接收省外风力和光伏发电?比如对于用户,用电价格与风大风小、晴天阴天完全无关,而且不掌握相关信息,如何积极使用风力和光伏发电?凡此种种都在警示我们,是时候大力推进电力体制机制改革了!
可喜的是,国家已印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),国家能源主管部门已在电力体制机制改革上发力,陆续出台了一系列配套文件,相信在体制机制的激励下很多问题会迎刃而解。
解决“弃风弃光”应分“轻重缓急”
多年来,大量单位机构和专家都曾对解决“弃风弃光”提出了自己的措施建议,为能源主管部门制定政策提供了重要参考。但是,很多建议往往对“未来怎么做”坐而论道,对“今天做什么”闭口不谈,这也是各种措施建议未能有效执行的原因之一。根治“弃风弃光”顽疾,切不可“胡子眉毛一把抓”,应着眼未来,立足当下,贯彻落实国家能源战略和规划,拿出具体实施路线图。
为解决“弃风弃光”问题,《能源发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出了多项任务和措施,包括着力破除体制机制障碍,构建公平竞争的能源市场体系,优化能源开发布局,加强电力系统调峰能力建设,实施需求侧响应能力提升工程,推动能源生产供应集成优化,构建多能互补、供需协调的智慧能源系统等。当前,应进一步细化《规划》实施方案,厘清解决“弃风弃光”的“轻重缓急”。
(一)推进体制改革“重”任
最重要的任务,就是深化电力体制改革。新能源发电虽然寿命周期成本较高,但边际成本几乎为零,在现货市场中有明显竞争优势。要致力于推进能源价格改革,有序放开发用电计划,建立健全电力市场体系,制定公平有序的电力市场规则,启动现货交易市场,充分发挥市场配置资源的决定性作用。《规划》提出要完善调峰、调频、备用等辅助服务价格,激发其他常规电源参与调峰的积极性,打破省间壁垒,充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。可喜的是,东北电力辅助服务市场专项改革试点工作已正式启动,我国电力辅助服务向市场化迈出了里程碑式的一步,从目前试点情况看,燃煤机组主动参与调峰的积极性得到充分发挥,效果相当不错。
(二)协调解决一批“急”务
体制改革任务虽然重要,但预计至少需要3至5年才能形成完善的电力市场体系并充分发挥作用,在此之前,应马上开展以下工作。
一是优化调整新能源开发布局。《规划》提出要稳步推进“三北”地区风电基地和光伏电站建设,控制开发节奏,要将“弃风弃光“率控制在合理水平。因此,当务之急就是要暂停“弃风弃光“严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设,将开发中心向中东南部地区转移,优先发展分散式风电和分布式光伏,通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等,促进新能源就地消纳。
二是加强系统调峰能力短板建设。《规划》提出加强电力系统调峰能力建设,减少冗余装机和运行成本,提高可再生能源消纳能力。当前应加快推进存量煤电机组灵活性改造试点和推广工作,切实提升“三北”地区的系统调峰能力,尤其是冬季供暖期的调峰能力。抽水蓄能电站是优质的调峰电源,由于建设工期较长,应尽快开工一批抽水蓄能电站,争取早日发挥作用。
三是继续推进“三公”调度,接受社会监督。“公开”是“三公”(公开、公平、公正)调度的前提,坚持调度公开才能确保风力和光伏等新能源发电优先上网,才能倒逼相关电力企业充分发挥自身调峰能力,才能做到科学研究、有的放矢。建议由能源主管部门协调,要求省级电网公司公开逐小时负荷、各类电源实际出力、主要联网通道输电功率、新能源样板机组总出力等,这些数据是社会监督和政府决策的基础,很多国家早已公开此类数据,并不涉及国家和商业秘密。
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12月25日,广东省能源局关于发布2024年第四季度接网消纳困难区域名单及低压配电网接网预警等级的公告。公告指出,接网消纳困难区域涉及韶关、河源、梅州、惠州、江门、阳江、湛江、茂名、清远、云浮等10个地市共38个220kV变电站供电区。对比2024年第三季度接网消纳困难区域名单及低压配电网接网预警等
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1月14日,张家界市对外公开第二轮省生态环境保护督察报告整改方案,《整改方案》列出了35个问题清单,逐一明确整改实施主体、验收单位、整改目标、整改时限和整改措施,确定了整改时间表和路线图,2025年底前完成整改30个,2026年底前完成整改2个,2027年底前全部整改到位。《整改方案》提出6项整改措
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1月14日,上海市区域高质量发展领导小组办公室印发《〈上海市深入实施以人为本的新型城镇化战略五年行动计划的实施方案〉任务分工方案》,其中提出,全面推行建筑“光伏+”应用,完成既有建筑节能改造4000万平方米以上,新建国家机关办公建筑、大型公共建筑全面按照绿色建筑三星级标准建设。原文见下:
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近期,意大利更新了“转型5.0税收抵免计划”(Transizione5.0TaxCreditScheme)中针对高效太阳能电池和组件的税收抵免标准。该计划旨在鼓励工业领域投资于包括光伏在内的可再生能源项目,以减少能源消耗,并支持被称为“创新项目”的受益项目。根据2025年预算法案,税收抵免金额将按以下效率门槛计算:
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1月10日,环境影响评价信用平台显示,哈密国晟世安电力设备有限公司2GW高效异质结太阳能组件生产项目委托编制环境影响报告书,有望成为新疆地区的第三个异质结项目。企查查显示,哈密国晟世安电力设备有限公司为江苏国晟世安新能源有限公司100%控股子公司,法定代表人为郑琦,该公司成立于2024年10月12
1月13日,集邦新能源公布光伏产业链价格分析。根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心1月8日起最新报价,N型复投料人民币价格为RMB40/KG,N型致密料人民币价格为RMB38/KG,N型颗粒硅人民币价格为RMB35/KG。非中国区多晶硅料美金价格保持在US$19KG。M10单晶硅片人民币报价保持在RMB1.1/Pc;美金报价为US$
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